Комплекс технологических исследований бурящихся скважин, осуществляемый с помощью станции контроля процесса бурения Леуза-2

Vnр = hS (1)

где h - приращение уровня в емкости, м, площадью S(м).

Если в циркуляцию включено одновременно несколько емкостей, то объем притока будет определяться как сумма увеличений объемов в каждой емкости.

Объем притока - контрольная величина, которая не должна превышать допустимого предельного увеличения объема раствора в емкости.

Предельное увеличение раствора в емкости определяется по формуле:

 (2)

где [P]- допустимое давление на устье закрытой скважины, МПа;

S кд- площадь кольцевого сечения устьевой части скважины м2,

Расчет [V пр.] не входит в обязанности оператора, так как эта величина рассчитывается заранее на вскрытие каждого возможного коллектора и содержится в регламенте работ буровой бригады. По мере получения уточненных данных о пластовом давлении расчет может уточняться оператором-технологом.

Интенсивность притока Qпр (в м3/ч) определяется как увеличение объема раствора в рабочей емкости за единицу времени

(3)

где - приращение уровня в емкости, м, за время t (ч).

Интенсивность притока, как и объем, служит характеристикой начавшегося проявления и позволяет прогнозировать объем притока через заданное время. Обе эти величины находятся на контроле оператора-технолога до ликвидации проявления и сообщаются буровой бригаде.

1.4.2 Предупреждение катастрофического поглощения бурового раствора

Задача предупреждения катастрофических поглощений бурового раствора в процессе бурения данной скважины состоит в раннем обнаружении начавшегося поглощения и своевременной его ликвидации.

Первая часть задачи - раннее обнаружение первых признаков поглощения и получение его характеристик - решается оператором-технологом службы ГТИ. Вторая часть задачи - своевременная ликвидация начавшегося поглощения, не допуская его развития до катастрофических размеров, - решается буровой бригадой согласно действующим инструкциям и данным оператора-технолога.

Для решения поставленной задачи оператор-технолог должен выявлять и оценивать следующие ситуации, возникающие в процессе проводки данной скважины:

вскрытие зоны поглощения;

частичное поглощение бурового раствора;

спуск инструмента с поршневанием;

поглощение при спуско-подъёмных операциях;

полное поглощение.

Поглощение бурового раствора из скважины в пласт происходит при превышении давления в скважине над давлением начала поглощения (обычно оно несколько превышает пластовое давление).

К геологическим причинам поглощений можно отнести наличие хорошо проницаемых коллекторов в разрезе и зон аномально-низких пластовых давлений, к технологическим - завышенную плотность и водоотдачу бурового раствора, гидродинамические эффекты при движении инструмента и запуске насосов, а также рост давления в скважине при глушении.

По интенсивности поглощения условно разделяются на частичные (без потери циркуляции), полные (циркуляция отсутствует, но уровень находится у устья скважины) и катастрофические (со значительным падением уровня бурового раствора в скважине ниже устья).

Вскрытие поглощающего интервала в процессе механического бурения отмечается ростом механической скорости проходки, изменением крутящего момента и одновременным (а возможно и несколько запаздывающим) падением уровня раствора в рабочей емкости.

Как правило, при небольшой интенсивности поглощения бурение продолжается в условиях частичного поглощения. Прямые признаки поглощения - снижение уровня раствора в рабочих емкостях и скорости потока на выходе из скважины. Скорость потока в связи с малой чувствительностью небольшую интенсивность может не отметить. Косвенные признаки поглощения - снижение давления на входе и колебания на фоне снижения, а также снижение температуры раствора на выходе.

Вскрытие зоны поглощения (бурение в условиях частичного поглощения) может происходить с изменяющейся интенсивностью поглощения. Снижение интенсивности является результатом кольматации каналов фильтрации пласта и образования глинистой корки и наблюдается, как правило, при вскрытии коллекторов порового типа или порово-трещинного типа, но невысокой проницаемости. Такая ситуация не требует принятия специальных мер по ликвидации поглощения, поскольку оно самоликвидируется со временем.

Постоянная интенсивность поглощения при продолжающемся вскрытии той же зоны свидетельствует о достаточно большой проницаемости и затруднительной кольматации пласта, и дальнейшие работы будут зависеть от величины этой интенсивности.

Самую опасную ситуацию отражает возрастающая во времени интенсивность поглощения, когда требуется принятие немедленных мер по облегчению и обработке раствора, введению наполнителя и т.п. с целью не допустить дальнейшего развития поглощения до катастрофических размеров.

Очень характерной и весьма опасной ситуацией (относительно катастрофических поглощений) является вход в сильнокавернозные, закарстованные породы с низким пластовым давлением. При их вскрытии резкий рост скорости выражается в провалах инструмента, а падение уровня в емкости начинается практически одновременно с провалами и сразу с большой интенсивностью.

В некоторых случаях при небольшой интенсивности поглощение прекращается после выключения циркуляции (уровень в скважине находится у устья). Данный случай, как и бурение со снижающейся интенсивностью, не представляет большой опасности и не требует принятия специальных мер по ликвидации поглощения и изоляции зоны поглощения. Снизить интенсивность или прекратить поглощение можно снижением расхода на входе в скважину и регулированием реологических свойств раствора. Если после выключения циркуляции уровень в скважине продолжает снижаться, но в процессе промывки интенсивность остается постоянной или незначительно растет, то выбор решения по дальнейшему ведению работ будет зависеть от возможности прекращения поглощения путем облегчения раствора. Оператор-технолог делает расчет величины давления начала поглощения и соответствующей ему плотности раствора. На основании этих расчетов и имеющихся инструкций буровая бригада принимает решение.

Таким образом, при появлении первых признаков поглощения в процессе бурения или промывки оператор-технолог предупреждает буровую бригаду, определяет объем и интенсивность поглощения, в некоторых случаях определяет давление начала поглощения и требуемую плотность раствора, и сообщает данные буровой бригаде.

Следует особо отметить, что бурение в условиях частичного поглощения значительно повышает опасность зашламления забоя и прихватов инструмента как вследствие эашламления, так и в результате высокого дифференциального давления между скважиной и пластом и образования корки.

Объем и интенсивность поглощения бурового раствора из скважины в пласт определяются по изменению уровня (объема) бурового раствора в рабочих емкостях.

Объем поглощения определяется как общее снижение объема в рабочей емкости с начала появления аномалии поглощения на кривой регистрации уровня

Vпогл=hS (4)

где h - снижение уровня в емкости (м), площадью 5(м ).

Текущее значение объема поглощения постоянно контролируется (с учетом всевозможных технологических изменений объема в емкостях) и сообщается буровой бригаде.

Интенсивность поглощения определяется как снижение объема раствора в рабочей емкости за единицу времени

(5)

где h - снижение уровня в емкости, м, за время t (ч).

В процессе механического бурения интенсивность поглощения определяется с учетом естественного снижения объема раствора в рабочей емкости за счет заполнения раствором вновь образованной части ствола скважины. Скорость естественного снижения объема раствора (м3/ч) определяется по формуле

(6)

и является отрицательной составляющей интенсивности поглощения, определенной по формуле (5).

Изменение интенсивности поглощения в любую сторону требует повторного ее определения и сообщения буровой бригаде.

На поглощение бурового раствора в процессе спускоподъемных операций указывает уменьшение объема вытесняемого из скважины бурового раствора против объема металла спускаемых в скважину труб.

Контроль за поглощением при спуске осуществляется с помощью карты спуска бурильной колонны в скважину, которая в отличие от карты долива не является обязательной к заполнению. Она заполняется оператором либо при наличии в открыток части ствола поглощающих интервалов, выделенных в процессе вскрытия или предыдущих спуско-подъёмных операций, либо по требованию буровой бригады.

Шапка карты спуска заполняется аналогично шапке карты долива. Расчетный объем вытесняемого раствора определяется как. сумма объема металла спущенных труб, нормальных фильтрационных потерь и пленки раствора на поверхности труб. Сумма последних двух слагаемых определяется экспериментально как разница между объемом металла извлеченных труб и объемом вытесненного раствора при отсутствии поглощения или притока.

Фактический объем вытесненного из скважины раствора определяется как повышение объема в емкости за время спуска очередного количества свечей. Баланс объема определяется как разница между фактическим и расчетным объемами вытеснения. Расчет приводится после спуска каждых 10-15 свечей.

При появлении отрицательного баланса, превышающего нормальное отклонение объема, или повторного отрицательного баланса в пределах нормального отклонения буровой бригаде сообщается величина этого баланса, после чего буровая бригада, как правило, прекращает спуск и проверяет положение уровня в скважине. Решение по дальнейшим работам принимается буровой бригадой на основе данных баланса вытеснения в соответствии с инструкциями.

скважина бурение давление пластовый

1.4.3 Предупреждение осложнений и аварий, связанных с неустойчивостью ствола скважины

В процессе бурения неустойчивость ствола грозит, главным образом, прихватами и их последствиями - сломами и обрывами бурового инструмента, поэтому задача сводится к раннему обнаружению прихватоопасных ситуаций и своевременному их устранению.

Первая часть задачи - раннее обнаружение первых признаков прихватоопасной ситуации и уточнение ее характера - решается оператором-технологом службы ГТИ. Вторая часть - своевременное устранение ситуации, а по возможности и вызвавших ее причин - решается буровой бригадой на основе данных оператора и согласно действующим инструкциям.

Для решения поставленной задачи оператор-технолог должен выявлять и оценивать следующие ситуации, возникающие в процессе механического бурения, промывки и спуско-подъемных операций:

- сужение ствола скважины;

- обвалы, осыпи стенок скважины;

- наличие уступов, козырьков, желобов и каверн на стенках ствола скважины;

- зашламление забоя;

- наличие сальника на инструменте.

Неустойчивость ствола может быть обусловлена как геологическими причинами, так и технологическими.

К геологическим относятся:

- наличие неустойчивых пород в разрезе: мягких, рыхлых (слабосвязанные аргиллиты, пески, глины, глинистые песчаники), высокопластичных глин, текучих солей, трещиновато-кавернозных пород;

- большие углы залегания пород;

- тектонические нарушения.

К технологическим причинам относятся:

- высокие гидродинамические эффекты при промывке скважины;

- несоответствие свойств бурового раствора разбуриваемой породе;

- нарушение технологий промывки скважины и спуско-подъёмных операций;

- недостаточная очистка бурового раствора от шлама;

- неудачная компоновка низа бурильной колонны;

- искривление ствола.

1.4.4 Предупреждение осложнений, не связанных с состоянием ствола скважины

К осложнениям, не связанным с состоянием ствола скважины, относят осложнения и угрозу аварии в результате промыва инструмента, некоторые технические неисправности я нарушения технологии.

Задача предупреждения указанных осложнений и аварий состоит в раннем обнаружении предаварийной ситуации и своевременном принятии мер по ее устранению.

Первая часть задачи - раннее обнаружение первых признаков предаварийной или нежелательной ситуации и выявление ее причин - решается оператором-технологом службы ГТИ. Вторая часть задачи - не допустить развития ситуации до аварийной и своевременно устранить ее причины - решается буровой бригадой согласно действующим инструкциям и данным оператора-технолога.

Для решения поставленной задачи оператор-технолог должен выявлять и оценивать следующие ситуации, возникающие в процессе проводки данной скважины: промыв бурильной колонны; неисправность бурового насоса; разрушение насадок долота; засорение фильтра в колонне или насадок долота; неоднородность бурового раствора.

Неоднородный буровой раствор (наличие облегченных, утяжеленных, вязких пачек раствора в скважине) является следствием нарушения технологии промывки и затрудняет работу оператора по анализу аномалий. Обнаруживаются такие пачки, главным образом, по изменению давления на входе. Захват насосом тяжелой или вязкой пачки сопровождается ростом, давления, расхода и снижением уровня в ёмкости при движении по трубам давление падает, при выходе этой пачки в кольцевое пространство давление несколько понижается и становится нормальным, когда пачка вышла из затрубья. Обратную аномалию дает захват насосом облегченной или газированной пачки раствора - давление и расход резко снижаются с постепенным восстановлением до нормальной величины по мере движения пачки по трубам. Приближение такой пачки к устью по кольцевому пространству сопровождается снижением давления. Только по выходу пачки из затрубья и при условии ее полной дегазации или отсечении от системы циркуляции давление восстанавливается до нормальной величины. Постоянная циркуляция неперемешанного бурового раствора дает широкоамплитудные колебания давления на входе, сопровождающиеся колебаниями расхода, уровня в емкости в потока на выходе.

Неоднородность бурового раствора создает разницу в давлениях внутри труб и в кольцевом пространстве скважины, которое при выключении циркуляции стремится к выравниванию, что приводит к "сифону" из труб (если более тяжелая пачка оказалась в кольцевом пространстве) или переливу по желобам (если в кольце находится более легкий столб раствора, чем в трубах). Обе эти ситуации являются нежелательными и должны правильно анализироваться оператором. При обнаружении неоднородности бурового раствора оператор предупреждает буровую бригаду, которая в данном случае должна выровнять параметры раствора по циклу циркуляции.

1.5 Оптимальная отработка долота

Задача оптимальной отработки долот в процессе бурения данной скважины состоит в выборе и поддержании оптимального сочетания нагрузки и оборотов долота и своевременном подъеме изношенного долота.

Первая часть задачи - определение оптимальной для данных геолого-технических условий нагрузки на долото и времени подъема долота - решается оператором-технологом службы ГТИ. Вторая часть задачи - поддержание оптимальной нагрузки на долото и своевременный подъем изношенного долота - выполняется буровой бригадой на основе рекомендаций оператора-технолога.

Для решения поставленной задачи оператор должен определять или оценивать следующие технологические и нежелательные ситуации возникающие в процессе проводки данной скважины:

- начало очередного долбления долотом;

- отклонение режимных параметров от заданных в ГТН и РТК;

- разрушение насадок долота;

- вскрытие более мягких отложений,

- вскрытие более твердых отложений;

- износ вооружения долота;

- износ опоры долота.

1.6 Вскрытие зон и оценка аномально-высоких пластовых/поровых давлений

Задача определения приближения к зоне аномально-высоких пластовых давлений и момента вхождения в нее решается, главным образом, в рамках задачи предупреждения выбросов пластового флюида. Задача оценки величины пластовых давлений решается с целью определения и "поддержания такой плотности бурового раствора, которая обеспечивала бы безаварийную, с одной стороны, и наиболее экономичную, с другой стороны, проводку скважины. Наиболее остро эта задача стоит при бурении малоизученного разреза с аномально-высокими пластовыми давлениями, поскольку характер изменения всех давлений (горного, пластового, гидроразрыва) в таких разрезах может быть неожиданным, поэтому трудно прогнозируемым. Кроме того, все эти давления в зонах аномально-высоких пластовых давлений оказываются весьма близкими друг другу, что особенно усложняет проводку скважин.

Ниже изложены методы косвенного определения величины пластовых и поровых давлений в зонах аномально-высоких пластовых давлений по параметрам бурения. Такие методы для районов, где зоны аномально-высоких пластовых давлений уже достаточно изучены и проводка скважин в них не представляет трудностей, не дают новой информации, поэтому применять их там нецелесообразно. Если же ведется поисковое бурение или начальный этап разведочного бурения, когда имеются лишь единичные испытания и недостаточно данных о пластовом давлении, то эти методы применять необходимо.

Если зоны аномально-высоких пластовых давлений, согласно прогнозным данным, встречаются в монотонном глинистом разрезе, то вскрытию коллекторов с аномально-высоким пластовым давлением предшествует вскрытие монотонной толщи глин с аномально-высоким поровым давлением, т.е. переходной зоны. Верхнюю границу переходной зоны составляют переуплотненные породы, которые представляют собой барьер давления.

Зона аномально-высоких пластовых давлений, не имеющая над собой зоны аномально-высоких поровых давлений, бывает, как правило, приурочена к определенному литолого-стратиграфическому комплексу. В этом случае переходная зона практически отсутствует или имеет малую мощность, а под барьером давления сразу располагается зона аномально-высоких пластовых давлений.

Таким образом, главными факторами зон аномально-высоких пластовых давлений и аномально-высоким поровым давлением, по которым возможен их прогноз, являются:

- наличие покрывающих плотных, малопроницаемых пород - барьера давления;

- наличие переходной зоны, представленной недоуплотненными, высокопористыми, неустойчивыми, флюидонасыщенными породами под аномально-высоким поровым давлением;

- наличие высокопроницаемого пласта-коллектора под зоной аномально-высоких пластовых давлений.

Вскрытие пласта-коллектора под зоной аномально-высоких пластовых давлений без предварительной технико-технологической подготовки создает угрозу аварий и осложнений вплоть до самой опасной из них - открытого фонтанирования. Вскрытие переходной зоны не грозит выбросом в связи с низкой проницаемостью пород, но поскольку флюид находится в ней под аномальным давлением, возникает опасность осыпей, обвалов, вытекания и выпучивания пород в ствол скважины.

1.7 Контроль давления в скважине

Знание величины давления, которое создает буровой раствор на стенки и забой скважины, необходимо, во-первых, с целью предупреждения осложнений, во-вторых, для решения некоторых задач.

Расчет давления в скважине производится в обязательном порядке для следующих ситуаций, возникающих в процессе бурения:

- режим течения в кольцевом пространстве при обвалах, осыпях стенок скважины;

- гидродинамические потери давления в кольцевом пространстве при поглощениях бурового раствора (расчет давления начала поглощения);

эквивалентная плотность раствора при вскрытии зон аномально-высокого пластового давления (расчет d -экспоненты);

-гидродинамическое давление при движении инструмента в случае спуско-подъёмных операций с поршневанием/свабированием (расчет допустимой скорости спуско-подъёмных операций) и геологической промывке.

Все расчеты повторяются или производятся по требованию буровой бригады или служб УБР.

Расчеты возобновляются, если происходят изменения:

- плотности бурового раствора более чем на 0,02 г/см3;

- длины бурильных труб более чем на 100-150 м;

- длины УБТ более чем на 30-50 м;

- расхода бурового раствора более чем на 1 л/с;

- свойств бурового раствора после химобработки;

- конструкции буровой колонны или конструкции скважины.

В зависимости от операции, проводимой в скважине, давление на стенки и забой будет разным.

При отсутствии циркуляции и движения инструмента на забой и стенки создается давление, равное гидростатическому.

При включенной циркуляции давление в скважине образуется суммой гидростатического давления и гидродинамических потерь давления в кольцевом пространстве.

При движении инструмента в скважине давление будет состоять из гидростатического и гидродинамического давления, вызванного движением инструмента (отрицательной или положительной составляющей), а если движение происходит в процессе циркуляции, то и гидродинамических потерь давления в кольцевом пространстве.

Опытным путем гидродинамическое давление при движении инструмента определяется следующим образом:

- перед началом определения инструмент расхаживается с циркуляцией с целью очистки забоя от шлама и ликвидации возможного сальникообразования;

- инструмент устанавливается на 0,5-1 м над забоем, выдерживается 2-3 мин, при этом фиксируется давление раствора на входе Р0;

- инструмент поднимается на максимально возможную высоту с постоянной скоростью, при этом фиксируется давление на входе

- разница между давлением Pо и есть гидродинамическое давление создаваемое на забой подъемом инструмента со скоростью (давление свабирования); эта величина является отрицательной составляющей общего давления на забой;

- инструмент опускается с той же скоростью и останавливается на расстоянии 0,5-1 м от забоя, при этом фиксируется давление на входе Р1 разница между давлением P0 и P1 есть гидродинамическое давление создаваемое на забой спуском инструмента со скоростью ; эта величина является положительной составляющей общего давления на забой.

Как показывает практика, эти величины равны между собой. Для уточнения величины определения повторяются 2-3 раза.

Для удобства пользования этим методом и дальнейшего определения при различных скоростях спуска и подъема инструмента можно построить график - зависимость . Для построения графика необходимо проделать вышеизложенные манипуляции с инструментом на различных скоростях спуска и подъема.

С помощью такого графика можно определять гидродинамические давления на забой при спуске и подъеме инструмента на различных скоростях, а также допустимую скорость спуска или подъема, задаваясь допустимым изменением давления на забой.

Такими же опытными приемами можно приблизительно определить гидродинамические потери давления в кольцевом пространстве. Порядок работ следующий:

-оператор рассчитывает среднеобъемную скорость восходящего потока по формуле

(7)

где k - константа, зависящая от соотношения

k = 0,38ч0,48 при = 0,5ч0,9 соответственно;

-инструмент расхаживается с циркуляцией с целью ликвидации возможного сальникообразования и очистки забоя от шлама;

-инструмент поднимается над забоем на максимально возможную высоту и выдерживается 2-3 мин, после выдержки фиксируется давление на входе Ро;

- инструмент опускается до забоя со скоростью , вычисленной оператором, при этом фиксируется давление на выходе Р1

-разница между этими двумя давлениями представляет собой величину гидродинамических потерь давления в кольцевом пространстве.

Для уточнения величины определения повторяются 2-3 раза.

Определение скорости бурения

Различают скорости бурения:

· цикловую;

· коммерческую;

· техническую;

· механическую;

· рейсовую.

Цикловая - показатель, характеризующий темпы работ по строительству скважин:

vц = H/Sц; Sц = (Тм + Тп + Тб + Ти )/720 (8)

где vц - цикловая скорость бурения., м/ст.-мес.;

H - объем проходки, м;

Sц - цикл строительства скважины, ст.-мес.;

Тм , Тп , Тб , Ти - календарное время соответственно монтажа оборудования, подготовительных работ к бурению, бурения и испытания, ч.

Коммерческая - количество метров проходки на один станко-месяц бурения.

Этот показатель используется при планировании объемов буровых работ, финансировании, анализе хозяйственной деятельности, нормировании.

Техническая - величина проходки скважин в единицу производительного месяца (месяц производительного времени). Характеризует темпы технологически необходимых работ по бурению и отражает технические возможности бурового оборудования и инструмента.

Механическая - показатель, характеризующий темпы разрушения горной породы в забое скважины.

Выражается в метрах проходки за 1 час работы долота на забое (механического бурения). Используется для оценки эффективности внедрения новых долот, забойных двигателей, режимов бурения, промывочных жидкостей.

Рейсовая - характеризует производительность буровой техники и труда буровых рабочих:

v = H/(tм + tс-п) (9)

где H - проходка, м;

tм - время механического бурения, ч;

tс-п - время спуско-подъемных операций, ч.

2. Станции геолого-технологического исследования процесса бурения

2.1 Станция контроля процесса бурения Леуза-2

Предназначена для непрерывного контроля и регистрация технологических параметров процесса бурения с целью оперативного управления бурением и оптимальной, безаварийной проводки скважины.

Область применения:

- Бурение скважин на нефть и газ.

- Контроль процесса бурения.

- Геолого-технологические исследования скважин.

- Удаленный мониторинг скважин.

Оснастив буровые станциями "Леуза-2" и используя систему удаленного мониторинга скважин "RT-Leuza", вы сможете наблюдать ход бурения ваших скважин в реальном времени и вносить коррективы, находясь в своем офисе.

Состав станции:

- Датчики технологических параметров бурения (измерение технологических параметров бурения и параметров промывочной жидкости (ПЖ)).

Область применения: Контроль процесса бурения нефтегазовых скважин. Геолого-технологические исследования. Используются в станции контроля процесса бурения Леуза-2, станции ГТИ Геотест-5, в других регистрирующих отечественных станциях, а также автономно. Датчики устанавливаются на буровом оборудовании и функционируют в непрерывном режиме.

Датчики укомплектованы крепежными приспособлениями и легко монтируются на оборудовании отечественного и зарубежного производства.

Датчики работают в диапазоне температур от минус 45 до плюс 50єС, просты в обслуживании и ремонтопригодны.

- Датчики технологических параметров бурения (измерение технологических параметров бурения и параметров промывочной жидкости (ПЖ)).

Область применения: Контроль процесса бурения нефтегазовых скважин. Геолого-технологические исследования. Используются в станции контроля процесса бурения Леуза-2, станции ГТИ Геотест-5, в других регистрирующих отечественных станциях, а также автономно. Датчики устанавливаются на буровом оборудовании и функционируют в непрерывном режиме. Датчики укомплектованы крепежными приспособлениями и легко монтируются на оборудовании отечественного и зарубежного производства. Датчики работают в диапазоне температур от минус 45 до плюс 50єС, просты в обслуживании и ремонтопригодны.

Датчик оборотов вала буровой лебёдки (датчик глубины):

Предназначен для определения глубины скважины в процессе бурения.

Принцип действия - датчик преобразует угол поворота буровой лебедки в импульсы, прямо пропорциональные перемещениям крюкоблока.

Крепление - датчик устанавливается на станине буровой лебедки. Угол поворота буровой лебедки передается к датчику с помощью клиноременной передачи.

Датчик плотности ПЖ в приёмной ёмкости:

Предназначен для измерения плотности промывочной жидкости (ПЖ) в приемной емкости. Принцип действия - Работа датчика основана на измерении выталкивающей силы, действующей на гирю, погруженную в буровой раствор, с применением тензометрического датчика усилий (линейного перемещения). Величина перемещения изменяется пропорционально плотности ПЖ. Крепление - датчик крепится с помощью крепёжного приспособления к верхней кромке ёмкости, подвешенная гиря опускается в ПЖ.

Датчик давления ПЖ на входе:

Предназначен для измерения давления промывочной жидкости (ПЖ) на входе. Принцип действия - Датчик представляет собой тензометрический преобразователь давления.

Крепление - Датчик подключается к нагнетательной линии через средоразделитель штатного манометра на буровой с помощью тройника.

Датчик нагрузки на крюке:

Предназначен для измерения нагрузки на крюке.

Принцип действия датчика основан на измерении силы натяжения талевого каната на "мертвом" конце с применением тензометрического датчика усилий.

Крепление - датчик устанавливается на неподвижном конце талевого каната.

Датчик уровня ПЖ в приёмной ёмкости поплавковый:

Предназначен для измерения уровня промывочной жидкости (ПЖ) в приемной емкости.

Принцип действия - Уровень в емкости измеряется по углу отклонения штока с поплавком. Возможна перенастройка диапазонов измерений в широких пределах.

Крепление - Датчик крепится к верхней кромке приемной ёмкости с помощью прилагаемого крепёжного приспособления; поплавок опускается в промывочную жидкость в середине ёмкости.

Датчик крутящего момента на роторе:

Предназначен для измерения крутящего момента на роторе.

Принцип действия - Датчик измеряет реактивный момент редуктора привода роторного стола с помощью тензометрического преобразователя усилий.

Крепление - датчик устанавливается как стягивающее звено между основанием и роторным столом.

Датчик потока (расхода) ПЖ на выходе:

Предназначен для измерения потока (расхода) промывочной жидкости (ПЖ) на выходе из скважины.

Принцип действия - поток измеряется по углу отклонения измерительной лопатки.

Крепление - датчик устанавливается на стенке желоба с помощью крепёжного приспособления, прилагаемого к датчику.

Датчик ходов насоса (расхода на входе)

Предназначен для измерения ходов бурового насоса.

Принцип действия - основным исполнительным узлом датчика ходов насоса является индуктивный датчик, который срабатывает от приближения металла, выдавая импульсы кратно ходам насоса.

Крепление - датчик крепится к корпусу насоса с помощью крепежного механизма, входящего в комплект датчика.

Пульт бурильщика:

Выносной технологический модуль коммутации и сбора информации на буровой

Назначение:

- Сбор с датчиков,

-Контроль и наглядное отображение основных технологических параметров бурения.

- Вывод аварийной сигнализации и сообщений для бурильщика в процессе бурения.

Область применения: Контроль процесса бурения и геолого-технологические исследования (ГТИ) скважин при бурении на нефть и газ.

Количество каналов:

- входные аналоговые сигналы - 22

- входные дискретные сигналы (TTL) - 8

- выходные дискретные (TTL) - 8

- входные/выходные (TTL) - 5

Отображаемые параметры:

-крутящий момент ротора;

-давление ПЖ на входе;

-нагрузка на долото;

-вес на крюке;

-плотность ПЖ на входе;

-уровень ПЖ в приемной емкости;

-расход ПЖ на входе;

-расход ПЖ на выходе;

-высота долота над забоем;

-глубина;